【中国银河公用】坚定市场化方向,建立统一大市场——二十届三中全会专题研究

（以下内容从中国银河《【中国银河公用】坚定市场化方向,建立统一大市场——二十届三中全会专题研究》研报附件原文摘录）
　　【报告导读】 1. 电改有望加速，2025年全国统一电力市场体系初步建成。 2. 煤电：收入结构变革，容量电价、辅助服务占比提升。 3. 新能源：市场化提速，环境价值、政府授权合约对冲电量电价承压。 4. 燃气：居民气价进入顺价时代，城燃公司业绩改善、稳定性提升。 核心观点 电改有望加速，2025年全国统一电力市场体系初步建成。年初以来电改政策密集出台，并且二十届三中全会明确提出构建高水平社会主义市场经济体制，构建全国统一大市场，完善市场经济基础制度，后续电改进度有望加速。对于下一阶段电改重点，电量方面，加快省间市场和现货市场建设，市场电比例进一步提高，2025年全国统一电力市场体系初步建成。电价方面，完善调节性价值和绿色环境价值等多维价值体系，促进新型电力系统的安全稳定运行以及绿色低碳转型。 煤电：收入结构变革，容量电价、辅助服务占比提升。目前煤电收入以电能量电价为主，占比在75%以上，因此续提升，带动容量补偿、辅助服务收入占比提升。我们测算，至2030年煤电将有50%左右收入来自边际成本低、稳定性高的容量补偿和辅助服务，其或将成为煤电主要且稳定的利润来源，煤电公用事业属性将显著提升。目前火电板块PB均值为1.22x，随着其由周期属性向公用事业属性转变，板块PB相对核电2.14x、水电2.92x有较大修复空间。 新能源：市场化提速，环境价值、政府授权合约对冲电量电价承压。2023年新能源市场电比例接近50%，2024年将进一步提升，短期新能源电价承压明显，其中中长期电价下跌10%左右，部分现货省份下跌30%以上。二十届三中全会明确提出，必须完善生态文明制度，协同推进降碳、减污、扩绿、增长，健全绿色低碳发展机制；推进绿色发展低碳发展亦是发展新质生产力的重要内容，因此新能源发展方向确定，必将成为发电主力电源，成长空间广阔。未来随着环境价值体系完善，绿电、绿证交易大幅提升，新能源通过环境市场增厚盈利水平。此外，随着现货市场在全国范围内铺开，政府授权合约等相关制度有望得到推广并稳定电价预期，保障新能源企业合理收益。 燃气：居民气价进入顺价时代，城燃公司业绩改善、稳定性提升。本轮天然气价格改革按照“管住中间、放开两头”的思路，采取“先非居民后居民”、“先试点后推广”、“先增量后存量”、“边理顺边放开”的实施步骤。2018年之前，价格改革主要针对非居民用气。2023年，国家发改委发布《关于建立健全天然气上下游价格联动机制的指导意见》，各地推动价格联动明显加速，多个城市出台居民燃气价格调整政策。根据地方发改委公告，各地居民管道天然气第一档阶梯气价上涨在10%左右。居民端气价实现顺价将有助于城燃公司业绩的改善以及稳定性的提升。 投资策略：（1）煤电：容量补偿、辅助服务收入占比提升，盈利稳定性增强，看好火电板块估值修复空间；（2）新能源：市场化提速导致短期电价承压，展望远期，随着环境价值体系以及政府授权合约政策完善，电价有望企稳回升；（3）水电、核电：作为出力稳定可控的低成本清洁电源，近年来市场化电量占比持续提升，市场化电价逐年上涨，目前电价相比火电仍有成本优势，看好长期电价上涨空间；（4）燃气：居民段气价顺价有助于城燃公司业绩改善、稳定性提升。个股关注华能国际、国电电力、皖能电力、川投能源等。 风险提示：装机规模不及预期的风险；煤炭价格持续高位的风险；上网电价下调的风险；行业竞争加剧的风险等。 投资建议 电力：电改推动电力商品价值多维化，传统能源调节性价值和新能源绿色环境价值占比上升。（1）煤电：容量补偿、辅助服务收入占比提升，盈利稳定性增强，看好火电板块估值修复空间；（2）新能源：市场化提速导致短期电价承压，展望远期，随着环境价值体系以及政府授权合约政策完善，电价有望企稳回升；（3）水电、核电：作为出力稳定可控的低成本清洁电源，近年来市场化电量占比持续提升，市场化电价逐年上涨，目前电价相比火电仍有成本优势，看好长期电价上涨空间。个股关注华能国际、皖能电力、川投能源、长江电力、中国核电等。 燃气：居民气价进入顺价时代，城燃公司业绩有望提升。本轮天然气价格改革按照“管住中间、放开两头”的思路，采取“先非居民后居民”、“先试点后推广”、“先增量后存量”、“边理顺边放开”的实施步骤。2018年之前，价格改革主要针对非居民用气。2023年，国家发改委发布《关于建立健全天然气上下游价格联动机制的指导意见》，各地推动价格联动明显加速，多个城市出台居民燃气价格调整政策。根据我们不完全统计，各地居民管道天然气第一档阶梯气价上涨在10%左右。居民端气价实现顺价将有助于城燃公司业绩的改善以及稳定性的提升。个股关注九丰能源、新奥股份。 重点公司盈利预测与估值 风险提示 装机规模不及预期的风险；煤炭价格持续高位的风险；上网电价下调的风险；行业竞争加剧的风险等。 正文 一、电力：电改加速，电力商品价值多维化 （一）市场化电量占比提升，电力商品价值多维化 回顾我国电价改革历程，从计划走向市场。改革开放以来，我国电力行业经历了深刻变革，电力市场化建设持续推进，资源配置效率持续提升，推动了我国经济社会发展的全面进步。中发9号文开启新一轮电改，确定了“三放开、一独立、三强化”的改革基本路径以及“放开两头、管住中间”的体制框架。有序放开发用电价格，市场形成价格比例快速提升。推动上网、销售环节政府定价快速向市场定价转变，促进了电力资源优化配置。 新一轮电改在发电侧和用电侧引入市场竞争机制，进而使上网电价和销售电价市场化定价。我国终端销售电价由上网电价、输配电价、政府性基金及附加共同构成。上网电价是发电企业提供电能的电力结算价格，新一轮电改要求除保障居民、农业、公益事业等保底用户用电需求的低价机组外，其余机组通过市场竞争形成上网电价；输配电价是电网企业提供接入系统、联网、电能输送和销售服务的价格总称，按照“准许成本+准许收益+税金”方法核定；政府性基金及附加主要包括农网还贷基金、国家重大水利工程建设基金、大型水库移民后期扶持基金、可再生能源发展基金等。新一轮电改按照“管住中间，放开两头”原则，实行“市场电”模式，即电网只收取中间的输配电价，也就是“运电”费用，两头的上网电价和销售价格则实行市场定价。 本轮电改以来市场电规模持续扩大，目前市场电比例超过 60%。根据中电联《2024 年 1-4 月份全国电力市场交易简况》，1-4 月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量 18603.5 亿千瓦时，同比增长 5.9%，占全社会用电量比重为 60.5%，同比下降 2.1 个百分点。省内交易电量合计为 14881.5亿千瓦时，其中电力直接交易 14316.2 亿千瓦时（含绿电交易 339.6 亿千瓦时、电网代理购电 3200.2亿千瓦时）、发电权交易 557.5 亿千瓦时、其他交易 7.9 亿千瓦时。省间交易电量合计为 3722 亿千瓦时，其中省间电力直接交易 321.9 亿千瓦时、省间外送交易 3385.3 亿千瓦时、发电权交易 14.8 亿千瓦时。 电力商品价值多维化，上网电价当中，传统能源调节性价值和新能源绿色环境价值占比上升。在新型电力系统下，随着新能源逐步成为装机、电量主体，电力商品的价值较以往出现细分，由以电能量价值为主，逐步向电能量价值、调节性价值（可靠性价值和灵活性价值）以及绿色环境价值等多维价值体系转变。其中电能量价值通过电能量市场体现，反映电能量的生产成本。随着新能源占比提升，生产成本出现下降，电能量价值在总价值的比例降低；可靠性价值通过容量市场体现，反映系统容量充裕度和调节充裕度，引导各类电源协调发展；灵活性价值通过辅助服务市场体现，反映系统灵活调节能力，保障电网安全稳定运行；绿色环境价值通过绿电市场体现，以市场机制实现绿色价值的外部属性内部化，推动能源电力低碳转型。 电改文件密集出台，后续电改进度有望加速。近期电改顶层文件密集出台，包括新型电力系统发展规划、电力市场基本规则、电力市场价格机制等。二十届三中全会明确提出构建高水平社会主义市场经济体制，构建全国统一大市场，完善市场经济基础制度。要发挥市场机制作用，创造更加公平、更有活力的市场环境，实现资源配置效率最优化和效益最大化。电力、天然气领域作为基础能源，近年持续推动“管住中间、放开两头”的市场化改革，未来在三中全会指引下，改革有望进入深水区，为我国建立健全绿色低碳循环发展经济体系保驾护航。 （二）煤电：收入结构变革，容量电价、辅助服务占比提升 1. 电量电价：煤电全部进入市场，煤价下行推动电量电价回落 电力市场化改革持续深化，煤电已全部进入市场。回顾煤电上网电价机制演变，早期由于煤炭先于电力实行市场化改革，“市场煤”和“计划电”矛盾突出，亟需缓解发电企业成本压力。在此背景下，国家发改委 2004 年出台“标杆电价+煤电联动”价格机制。煤电联动机制对规范政府定价行为、促进发电侧价格体系合理形成、激励电力企业效率提升、推动煤电及上下游产业健康发展发挥了重要作用，但仍存在联动性不足（电价联动周期滞后煤价至少 6 个月，电煤累计上涨幅度需达 5%），以及行政指令性较强等弊端（电厂需要自行消化 30%的煤价上涨因素）。2019 年为贯彻落实中发 9 号文，国家发改委出台“基准价+上下浮动”价格机制，推动全部煤电进入市场；2021 年煤价高企倒逼浮动范围扩大到上下浮 20%，高耗能企业不受 20%限制。 年初以来煤电上网价格（含容量电价）同比下降，进入二季度降幅收窄。今年以来，随着煤价进入下行通道，各省煤电上网电价同比下滑。我们选取用电量排名前列的中东部省份（广东、山东、江苏、浙江、河北、河南、安徽、湖北、福建、上海），由于其电量以煤电为主，所以能够最大程度减少水电和新能源季节性出力变化对平均上网电价的影响，因而电网代理购电价格（平均上网电价）能够客观反映煤电上网价格变化。2024 年 1 月-6 月，中东部 10 省月度电网代理购电均价同比下降，但进入二季度以来降幅收窄，其中 6 月仅下降 1.3%。 2. 容量电价：全国范围煤电容量电价实施，成煤电重要业绩稳定器 全国范围煤电容量电价实施，电价机制改革进一步深化。国家发改委、国家能源局印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》。《通知》明确了政策实施范围、容量电价水平、容量电费分摊机制与容量电费考核机制，自 2024 年 1 月 1 日起实施。2022 年以来，山东、甘肃、云南等省份已制定煤电容量电价政策。本次《通知》标志着全国范围煤电容量电价政策落地，电价机制改革进一步深化，为承载更大规模的新能源提供有力支撑，是更好促进能源绿色低碳转型的必然要求。 2024-2025 年多数省份补偿比例 30%，2026 年起提升至不低于 50%。《通知》明确煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。其中，煤电机组固定全国统一为每年每千瓦 330元。2024-2025 年多数地方补偿比例为 30%左右，部分煤电功能转型较快的地方（四川、云南等 7省）为 50%左右。2026 年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于 50%。按照目前煤电装机 11.7 亿千瓦、2022 年煤电利用小时 4685 小时、补偿标准 30%测算，每年煤电容量补偿总规模 1170 亿元，对应度电盈利增厚 0.021 元。 明确容量电价分摊机制，强调调节性电源作用。《通知》明确各地煤电容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊。根据测算，30%-50%补偿标准对应下游工商业用户度电分摊 0.014 元-0.032 元，今年以来煤价及电量电价整体下行，因此容量电价出台并不会大幅推高下游用能成本。《通知》强调煤电调节性电源作用并明确考核方式，煤电机组无法按照调度指令提供申报最大出力的，月内发生两次扣减当月容量电费的 10%，发生三次扣减 50%，发生四次及以上扣减 100%。我们预计容量电价考核方式将提高煤电灵活性改造积极性，保证电网安全稳定运行。 容量电价提升煤电盈利，兼具确定性与持续性。容量电价以装机为基准，补偿火电运营过程中的固定成本，具有高度确定性、长期持续性的特点。根据敏感性测算，电力央企与火电占比高的企业受益最明显。考虑到各省容量补偿力度不同，在当前补偿水平下，华能国际每年将增厚利润 100 亿元左右，华电国际、大唐发电将分别增厚利润 50 亿元左右。虽然电量电价可能小幅松动，煤电总体价格略有下降，但容量电价出台改善电价结构，其相对固定的补偿标准也将增强火电企业盈利稳定性。考虑到 2024-2025 年火电年均新增装机 80GW，火电企业盈利稳定性、利润增长确定性强。 3. 辅助服务：彰显火电保供价值，规模迅速增长仍有较大提升空间 我国现行的辅助服务品种划分依据主要为国家能源局 2021 年修订的《电力辅助服务管理办法》。各类电力辅助服务品种补偿机制主要包含有功平衡服务（调峰、调频、备用等）、无功平衡服务（自动电压控制、调相）以及事故应急恢复服务（稳定切机、稳定切负荷、黑启动）。基本辅助服务以及辅助服务的固定补偿主要参照各区域以及部分省内颁布的“两个细则”进行考核以及补偿。我国已初步形成以调峰、调频、备用等交易品种为核心的区域、省级辅助服务市场体系。区域辅助服务市场以区域调峰辅助服务为主，实现了调峰辅助服务资源在区域内的共享互济，有效提高了区域电网对新能源的消纳能力；省级辅助服务市场主要开展了调峰辅助服务和调频辅助服务。 辅助服务价格机制进一步规范。2024 年 2 月，国家发改委、国家能源局发布《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》，科学确定辅助服务市场需求，合理设置有偿辅助服务品种，规范辅助服务计价等市场规则。主要内容包括：一是优化调峰、调频、备用等辅助服务交易和价格机制，对影响辅助服务价格形成的交易机制作出原则性规定，统一明确计价规则。二是规范辅助服务价格传导，明确由用户侧承担的辅助服务成本，限定在电能量市场无法补偿的因提供辅助服务而未能发电带来的损失。三是强化政策配套保障。推动各类经营主体公平参与辅助服务市场，加强辅助服务市场与中长期市场、现货市场等统筹衔接；健全辅助服务价格管理工作机制，加强市场运行和价格机制跟踪监测，及时评估完善价格机制，促进辅助服务价格合理形成。 辅助服务市场规模增长迅速，但距离国际水平仍有较大提升空间。根据国家能源局新闻发布会，2023 年上半年，参与电力辅助服务的装机约 20 亿千瓦，占总装机 74%；上半年全国电力辅助服务费用共 278 亿元，占上网电费 1.9%，其中火电企业获得补偿 254 亿元，占比 91.4%。据此测算，2019年上半年-2023 年上半年，辅助服务市场规模年复合增速达到 21%，占上网电费比重年均提升 0.1pct。虽然辅助服务市场规模增长迅速，占上网电费 1.9%，但距离国际水平 3%以上仍有较大提升空间，并且未来随着新能源占比提升还将不断增加。目前国家能源局正在起草《关于优化电力辅助服务分担共享机制 推动用户侧资源参与系统调节的通知》，以市场化机制调动工商业可中断负荷、负荷聚合商、虚拟电厂、新型储能等用户侧资源参与电力辅助服务市场；启动编制电力辅助服务市场基本规则，促进全国统一电力市场体系和能源绿色低碳转型。 火电公司辅助服务收入增长趋势明显。以华能国际为例，2022 年实现辅助服务净收入 14.73 亿元（其中调峰净收入 14.23 亿元，调频净收入 0.50 亿元），2023 年实现辅助服务净收入 27.18 亿元（其中调峰净收入 22.23 亿元，调频净收入 4.95 亿元），同比增长 84.5%。考虑到煤电发电量同比变化不大，且风光发电量大幅增长带来辅助服务支出增长，因此煤电辅助服务收入大幅增长。 借鉴国外电力市场发展经验，新能源到达临界点后辅助服务规模迅速增加。（1）英国：2019-2022年间，新能源电量占比由 23.8%提升至 31.2%。2019 年以前，随着新能源渗透率不断提升，英国辅助服务市场规模稳步提升，但由于 2020 年以来新能源渗透率不断提升以及新型冠状病毒肺炎疫情流行引起的负荷水平降低的双重影响，英国辅助服务市场规模急剧扩张。（2）澳大利亚：2016-2022 年间，新能源电量占比由 7.7%提升至 23.5%。2016 年以前，澳大利亚国家电力市场中频率控制辅助服务通常占全年电力市场交易额的 0.5%以下。2016 年以后伴随着大规模新能源并网以及电源结构的显著变化，澳大利亚电力系统频率急剧恶化，推动辅助服务需求及市场价格迅速攀升。 随着新能源装机占比提高，辅助服务占电费比例随之提高。预计 2025 年、2030 年辅助服务占上网电费的比例达到 3%、5%，和现阶段国际水平相当。考虑全社会用电量增长趋势，测算得出 2025年、2030 年辅助服务总市场规模将超过 1000 亿元、2000 亿元，度电辅助服务规模达到 0.01 元、0.017元。 4. 收入结构变革，稳定性持续提升；火电板块估值重塑可期 煤电从主力电源向支撑性和调节性电源转变。煤电固定运营成本主要包括折旧、运维、财务费用等；其收入主要来自电能量（点火价差）、容量补偿以及辅助服务。目前煤电收入以电能量市场为主，容量补偿和辅助服务占比较低，盈利能力易随煤价、电价大幅波动；至 2030 年，随着煤电向支撑性和调节性电源转变，利用小时数逐渐走低，预计将有接近 50%的收入来自容量补偿和辅助服务，其对于煤价、电价敏感性低，推动煤电盈利稳定性大幅提升。长期来看，容量补偿和辅助服务占比将持续提高，推动煤电盈利稳定性继续提升。 容量补偿、辅助服务比例有望提升，增强煤电盈利稳定性。以煤电为例，其固定运营成本主要包括折旧、运维、财务费用等；其收入主要来自电能量（点火价差）、容量补偿以及辅助服务。预计 2025年，煤电利用小时数将由目前 4600 小时下滑至 4000-4200 小时，容量补偿比例在 30-50%，辅助服务度电收入 0.01 元，据此测算，单位 GW 煤电每年利润总额可达 2.1-3 亿元左右。随着火电利用小时数不断走低，容量补偿和辅助服务比例有望进一步提升，增强煤电盈利稳定性。我们测算 2030 年单位 GW 煤电每年利润总额可达 2.55-3.8 亿元左右。 火电估值有望向水电靠拢，估值修复空间大。过去 10 年间，火电板块 PB 均值为 1.14x，水电板块 PB 均值为 2.25x，火电估值相对水电低 49%。长期电改将推动业绩从强周期性转向高度稳定性，且在发展新能源方面具有消纳优势，估值有望迎来重估，带动火电板块估值向水电靠拢。 （三）新能源：市场化提速，环境价值、政府授权合约对冲电量电价承压 1. 能源转型下主力电源，长期成长空间广阔 新能源成为新增装机主力，长期成长空间广阔。“双碳”目标驱动能源清洁化转型，新能源在新增装机及累计装机的比重稳中有升。2024 年 1-5 月新能源新增装机总共 98.9GW，同比+27%，占据同期新增装机的 85.5%；截至 2024 年 5 月，新能源累计装机达到 1152GW，占同期累计装机的 37.9%。二十届三中全会明确提出，必须完善生态文明制度，协同推进降碳、减污、扩绿、增长，健全绿色低碳发展机制；推进绿色发展低碳发展亦是发展新质生产力的重要内容，因此新能源发展方向确定，必将成为发电主力电源，成长空间广阔。 “双碳”目标驱动能源转型，长期来看风光将成为主力电源。截至 2024 年 4 月，风电、太阳能累计装机 4.58/6.71 亿千瓦，同比+20.6%/+52.4%，占总装机比重 15.2%/22.3%。新能源累计装机合计 11.29 亿千瓦，占总装机 37.5%。根据全球能源互联网发展合作组织的预测，到 2060 年我国发电装机容量将达到 80 亿千瓦，其中清洁能源装机 76.8 亿千瓦，占比 96%；2060 年风电和太阳能装机分别、达到 25 亿千瓦和 38 亿千瓦，风光装机占比接近 80%，发电量占比接近 70%。 预计 2024 年新能源投产装机再创新高，2025 年维持高位。根据 2024 年 5 月国网能源研究院《中国电力供需分析报告 2024》，预计新能源新增装机 330GW，同比增长 13%并创历史新高；其中风电新增装机 90GW，同比增长 19%，太阳能新增装机 240GW，同比增长 11%。我们预计 2025 年新能源新增装机维持高位并与 2024 年持平。 2. 市场化提速，电量电价短期承压 可再生能源发电项目的上网电量包括保障性收购电量和市场交易电量。根据国家能源局《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，保障性收购电量是指按照国家可再生能源消纳保障机制、比重目标等相关规定，应由电力市场相关成员承担收购义务的电量。市场交易电量是指通过市场化方式形成价格的电量，由售电企业和电力用户等电力市场相关成员共同承担收购责任。 2023 年新能源市场电比例接近 50%，预计 2030 年全面参与市场。近年来新能源逐步进入电力市场，2023 年市场化交易电量 6845 亿千瓦时，占新能源总发电量的 47.3%。2022 年 1 月国家发改委、国家能源局《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出 2030 年新能源全面参与市场交易；2023 年 10 月国家发改委、国家能源局《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》进一步明确加快放开各类电源参与电力现货市场，按照 2030 年新能源全面参与市场交易的时间节点，现货试点地区结合实际制定分步实施方案。 2024 年新能源市场电比例将进一步提高。以新能源装机容量和发电量占比较大的蒙西、新疆和宁夏电网为例，2024 年优先发电计划电量或对应利用小时数保持了 2023 年的下降趋势，新能源项目“保量保价”部分电量进一步缩减，更高比例的电量被要求参与电力市场。 2024 年新能源中长期电价面临下降风险。根据部分省份 2024 年电力交易方案，宁夏、云南、甘肃、广西等省份新能源中长期电价均有不同幅度下降。其中三北地区的宁夏、甘肃两省新能源装机占比高，2023 年末均已超过 50%，新能源消纳压力较大，因此中长期电价下行幅度更大。全国范围来看，2023 年新能源装机高增长导致 2024 年风电、光伏利用率下降，部分地区或部分时段电力供需明显过剩，因此我们预计多数省份 2024 年新能源中长期电价将下降。 现货省份新能源电价下行压力更大。受到出力时段集中、功率预测偏差等影响，新能源参与现货市场面临天然降价风险。以山西、山东、甘肃、蒙西较为成熟的电力试点省份为例，2024 年1-4 月，4 省光伏平均上网电价分别为 216 元/MWh、192 元/MWh、129 元/MWh、159 元/MWh，同比分别+27.4%、-38.6%、-46.7%、-29.2%。2024 年 1-4 月，4 省风电平均上网电价分别为 331 元/MWh、235 元/MWh、241 元/MWh、260 元/MWh，同比分别+84.5%、-35.3%、-15.5%、-10.6%。除了1月迎峰度冬时段新能源电价同比增长，2-4 月新能源电价均同比大幅下降。 3. 环境价值增长空间大，政府授权合约有望稳定电价预期 绿电、绿证交易是促进可再生能源发展、推动能源消费清洁低碳转型的重要抓手。因此，无论“证电合一”的绿电交易，还是“证电分离”的绿证交易，都只是用户获得可再生能源消费凭证、新能源企业获得绿色环境价值的手段。需要通过对绿电、绿证交易的协同组织，促进两个市场绿色环境权益价格趋同，实现良性发展。 十四五以来，国家级绿电、绿证交易支持政策密集出台。2021年启动电力交易机构开展绿电交易；2022 年明确可再生能源消费不纳入能源消耗总量和强度控制，绿电消费政策体系更加完善，此外国网以及南网下属电力交易中心也相继出台绿电交易规则，细化了绿电交易的参与主体、参与方式、分类、价格等条款；2023 年明确绿电交易范围从平价项目扩展到带补贴项目，以及绿证核发全覆盖；2024年多部门政策密集出台，激发绿电、绿证需求潜力，具体措施包括加强绿证与能耗双控政策衔接、夯实绿证核发和交易基础、拓展绿证应用场景等。 绿电交易赋予绿色电力环境价值。2021年9月，国家发改委、国家能源局共同推动在北京、广州两大电力交易中心开展绿色电力交易试点工作，并在中长期电力交易框架下，设立独立的绿电品种。从广东、江苏公布的2024年电力市场年度交易结果来看，绿电交易价格全面高于当地煤电基准价以及市场平均。通过市场价格信号，体现了绿色电力除电能价值以外的环境价值。 绿电、绿证交易规模快速增长，新能源持续兑现环境价值。十四五以来，国家级绿电、绿证交易支持政策不断出台，交易规模快速增长。2021-2023 年，全国绿电+绿证交易规模分别为 93亿千瓦时、278 亿千瓦时、862 亿千瓦时，其中2022、2023 年同比增速均在 200%左右。考虑到2023年全国新能源发电量1.45万亿千瓦时，绿电+绿证覆盖比例仍不足6%。目前由于绿色环境价值体系待完善、跨区域绿电交易规模有限、交易规则待健全、绿电绿证和碳市场衔接等原因，绿电和绿证交易规模受限。我们预计绿电、绿证交易规模仍有较大增长空间，有助于新能源项目兑现环境价值。 年初以来碳价持续走高，最高已突破100元/吨。年初以来，在全国碳市场扩容、碳配额预期收紧、碳监管政策趋严等因素推动下，4月24日全国碳市场价格首次破百，年内最高涨幅超过30%；截至6月4日，全国碳市场价格仍然保持在94.23元/吨的高位，年初以来涨幅19%。作为碳市场活跃度的重要信号，碳价的持续走高预示着我国碳市场在促进各行业减排方面的作用将更加突出。长期来看，随着我国从“能耗双控”向“碳排放双控”转变，未来免费配额的数量会越来越少，转为有偿配额取代，稀缺性提升有望推动碳价进入长期上行通道。 碳排放管控支撑绿电溢价。2021年欧洲议会通过了碳边境调剂机制（CBAM）的决议，正式启动立法进程。2023 年至 2025 年为过渡期，CBAM将配合欧盟排放交易体系政策于2026年起生效，覆盖行业为水泥、钢铁、铝、化肥、电力等。CBAM的实施方式为欧盟各成员国主管部门向各国高排放商品的进口商按需出售CBAM凭证，因此国内的出口企业更有意愿使用绿电去节约碳边境税带来的成本增长，绿电溢价将得到支撑。根据一般经验，如果采用绿电代替煤电，度电减排700-800g二氧化碳，当碳价在100元/吨时，企业能够接受的绿电溢价大概在0.07-0.08元/度之间，随着未来碳价的进一步升高，不使用绿电的消费者承担的碳成本比例就越高，对绿电的需求和溢价的接受度也就越高。 北京、天津、上海已经出台绿电和碳市场衔接的政策，使用绿电不计入碳排放。今年以来，天津、北京、上海等地生态环境部门先后出台关于绿电交易与碳排放的相关政策，对绿电的碳排放进行了明确规定。京津沪三地均为国家批复的区域碳市场试点地区，三地的相关政策提高了本地企业采购绿电的积极性，推动了电碳的进一步协同发展，同时给其他省份出台相关政策提供了范本。 碳排放管控支撑绿电溢价。2021年欧洲议会通过了碳边境调剂机制（CBAM）的决议，正式启动立法进程。2023年至2025年为过渡期，CBAM将配合欧盟排放交易体系政策于2026年起生效，覆盖行业为水泥、钢铁、铝、化肥、电力等。CBAM的实施方式为欧盟各成员国主管部门向各国高排放商品的进口商按需出售CBAM凭证，因此国内的出口企业更有意愿使用绿电去节约碳边境税带来的成本增长，绿电溢价将得到支撑。根据一般经验，如果采用绿电代替煤电，度电减排700-800g二氧化碳，当碳价在100元/吨时，企业能够接受的绿电溢价大概在0.07-0.08元/度之间，随着未来碳价的进一步升高，不使用绿电的消费者承担的碳成本比例就越高，对绿电的需求和溢价的接受度也就越高。 北京、天津、上海已经出台绿电和碳市场衔接的政策，使用绿电不计入碳排放。今年以来，天津、北京、上海等地生态环境部门先后出台关于绿电交易与碳排放的相关政策，对绿电的碳排放进行了明确规定。京津沪三地均为国家批复的区域碳市场试点地区，三地的相关政策提高了本地企业采购绿电的积极性，推动了电碳的进一步协同发展，同时给其他省份出台相关政策提供了范本。 政府授权合约有望稳定电价预期。随着现货市场在全国范围内不断铺开，新能源电价下行压力增大，政府授权合约制度有望得到推广并稳定电价预期。以政府授权合约实现政府定价部分电量与市场的衔接，并实现对市场化电量的价格调控，保证新能源企业合理收益。 广西2024 年已出台政府授权合约机制。2024年广西推出政府授权合约，根据国家能源局南方监管局印发的《2024年广西电力市场交易实施方案》，集中式风电、光伏发电企业执行政府授权合约机制，政府授权合约价格为0.38元/千瓦时。《实施方案》将用户侧付出成本与核定新能源成本做比较，即将新能源收入与0.38元/千瓦时，若0.38元/千瓦时，进行回收；0.38元/千瓦时，进行补偿。同时引入市场价格偏离系数Kc，鼓励新能源企业参与市场竞争，调动新能源企业交易积极性。根据测算结果，新能源市场化电量最终价格会稳定在0.38元/千瓦时左右。 （四）水电、核电：市场化电量、电价有望提升 我国水电上网电价政策呈多样化格局，分为按成本加成（经营期上网电价）、落地省市电价倒推、标杆上网电价和市场化交易电价等。根据国家发改委2014年1月《关于完善水电上网电价形成机制的通知》，2014年2月以前投产的水电站，按照“一厂一价”经营期上网电价机制执行；2014年2月以后投产的省内消纳水电站，其优先电量按照省内标杆电价执行，并实行丰枯分时电价或分类标杆电价，优先电量以外的电量进入市场化交易；2014年2月以后投产的跨省跨区水电站，其电价由两省政府协商决定，一般情况下，按照落地省市电价倒推得出。 以水电第一大省四川为例，近年来水电市场电电量大幅提升，市场化电价企稳回升。2018-2023年间，四川省水电市场化电量由448亿千瓦时增长至1372亿千瓦时，5年复合增速达到25%。回顾四川电力市场发展历史，为了推动工商业企业快速发展以及促进清洁能源消纳，曾设计了富余电量、低谷弃水、铝电合作、战略长协、电能替代、水电示范消纳、留存电量等优惠交易品种。然而，鉴于国家政策的调整及省内电力供应状况的持续变化，多数优惠品种已在近年逐步取消或调整。回溯至2018年，常规直购品种的直接交易电量仅占市场水电量的43%。然而，随着水电供应能力的日益紧张，常规直购在市场中的份额逐年攀升，2023年该份额已跃升至87.3%。因此十四五以来，四川省水电市场化电价企稳回升。目前四川省水电市场化电价较本省燃煤基准价仍有40%左右折价，市场化有望推动电价持续提升。 我国核电电价可分为核准电价和市场化电价两部分。核电参与电力市场交易部分的上网电价依据各省的电力交易办法执行，随市场交易价格波动。不参与电力市场交易部分的上网电价执行核准电价，目前执行《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》（发改价格﹝2013﹞1130号）。2013年1月1 日之前投运的机组一厂一价，2013年1月1日以后投产的核电机组实行标杆上网电价政策：（1）全国核电标杆上网电价确定为0.43元/千瓦时；（2）全国核电标杆上网电价高于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝加价）的地区，新建核电机组投产后执行当地燃煤机组标杆上网电价；（3）全国核电标杆上网电价低于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价的地区，执行核电标杆上网电价。 以中国广核为例，公司市场电电量、平均电价持续提升。2018-2023年，公司参与市场化交易的比例由33%提升至55%；同期平均电价（不含税）由0.358元/千瓦时提升至0.375元/千瓦时，年均增加0.003-0.004元/千瓦时。由于公司大部分机组位于广东、广西等电力供需偏紧的省份，且核电计划电电价低于市场电，因此市场化推动公司上网均价持续提升。核电作为出力稳定的低价电源，我们认为后续市场化电价仍有提升空间。 二、燃气：持续推进“管住中间、放开两头”改革方向 （一）天然气产业链：产运销体系构建完善 天然气是优质、高效的清洁能源，大力推进天然气产业发展，是我国加快建设现代清洁高效能源体系的必由之路，也是化解环境约束，改善大气质量，实现绿色低碳发展的有效途径，意义重大。党的十八大以来，按照“管住中间、放开两头”的总体思路，坚持改革与监管并重，在加快推进天然气价格市场化改革、快速提高气源和销售等竞争性环节价格市场化程度的同时，加强自然垄断环节的输配价格监管，着力构建起天然气产业链从跨省长输管道到省内短途运输管道、再到城镇配气管网等各个环节较为完善的价格监管制度框架。 天然气产业链主要分为三个环节：上游勘探开采、中游储运管输，下游分销及终端销售等。上游生产主要包括天然气开采和净化，某些情况下，会进一步压缩或液化；中游输送指将天然气由净化厂通过长输管道输往下游分销商指定输送点；下游分销涉及向终端用户提供天然气。上游企业为油气生产企业，主要是中石油、中石化、中海油三家企业；天然气管道输送企业处于天然气行业的中游，国家管网集团2019年底成立，长输管线实现“全国一张网”；下游企业主要为城市燃气公司及工业用户。 （二）气价市场化改革：管住中间、放开两头，居民气价进入顺价时代 本轮天然气价格改革按照“管住中间、放开两头”的思路，对中间管道输配这一具有自然垄断属性环节进行价格管制，放开勘探开采以及终端销售等竞争性环节价格，气源和销售价格由市场形成；同时也按照气源的不同，采取政府管控和市场调节相结合的价格管理方式，分别对应管制气和非管制气，管制气执行“政府指导价+浮动价“，非管制气由市场定价。 围绕“管住中间、放开两头”的改革目标，通过先易后难的推进方式，采取“先非居民后居民”、“先试点后推广”、“先增量后存量”、“边理顺边放开”的实施步骤，我国持续、稳健推进天然气价格的改革。2018 年之前，价格改革主要针对非居民用气，而居民用气价格则长期未做调整。2018年5月份发布的《国家发展改革委关于理顺居民用气门站价格的通知》，开始推动居民用气的市场化改革；国家发改委于2023年中下发《关于建立健全天然气上下游价格联动机制的指导意见》，推动终端销售价格与上游采购成本联动，来稳定城燃公司合理利润以促进民生保障。 （三）城燃“顺价”快速推进，促进城燃业绩改善、稳定性提升 在《关于建立健全天然气上下游价格联动机制的指导意见》指引下，多地政府已经从气价联动层序、联动周期、联动范围以及启动条件等方面出台或进一步完善天然气上下游价格联动机制，推动城市燃气的天然气终端销售顺价工作，其中深圳市启动较早，也较有代表性。 2024 年 3 月 15 日，深圳市发展和改革委员会发布通知，依据深圳市管道天然气上下游价格联动机制，启动管道天然气气源采购成本与销售价格联动调整机制，对居民和非居民管道天然气销售价格进行调整。通过对比，深圳市本轮居民用气，第一档价格为3.41元/方，上调幅度10%。 天然气上下游联动机制政策极大促进了居民城市燃气实施联动顺价，2023年以来，各地推动价格联动明显加速，多个城市出台居民燃气价格调整政策，根据我们不完全统计，各地居民管道天然气第一档阶梯气价上涨在0.13~0.45 元/方之间，涨幅 5.67%~15.62%。因绝大多数城市居民用气占比较大，居民端气价实现顺价将有助于城燃公司业绩的改善以及稳定性的提升。 另一方面，从居民消费角度，燃气费用占收入比重较小，在涨幅相对较小的情况下，对居民生活压力影响将十分有限。以我们统计的绝对值上调、涨幅均最大的泉州为例，按照达当地第一档上限的240m3测算，价格上涨 0.45 元/方或 15.62%对应年支出仅增加 126 元。 三、投资策略 电力：电改推动电力商品价值多维化，传统能源调节性价值和新能源绿色环境价值占比上升。（1）煤电：容量补偿、辅助服务收入占比提升，盈利稳定性增强，看好火电板块估值修复空间；（2）新能源：市场化提速导致短期电价承压，展望远期，随着环境价值体系以及政府授权合约政策完善，电价有望企稳回升；（3）水电、核电：作为出力稳定可控的低成本清洁电源，近年来市场化电量占比持续提升，市场化电价逐年上涨，目前电价相比火电仍有成本优势，看好长期电价上涨空间。个股关注华能国际、皖能电力、川投能源、长江电力、中国核电等。 燃气：居民气价进入顺价时代，城燃公司业绩有望提升。本轮天然气价格改革按照“管住中间、放开两头”的思路，采取“先非居民后居民”、“先试点后推广”、“先增量后存量”、“边理顺边放开”的实施步骤。2018年之前，价格改革主要针对非居民用气。2023年，国家发改委发布《关于建立健全天然气上下游价格联动机制的指导意见》，各地推动价格联动明显加速，多个城市出台居民燃气价格调整政策。根据我们不完全统计，各地居民管道天然气第一档阶梯气价上涨在10%左右。居民端气价实现顺价将有助于城燃公司业绩的改善以及稳定性的提升。个股关注九丰能源、新奥股份。 四、风险提示 装机规模不及预期的风险；煤炭价格持续高位的风险；上网电价下调的风险；行业竞争加剧的风险等。 如需获取报告全文，请联系您的客户经理，谢谢！ 本文摘自：中国银河证券2024年7月26日发布的研究报告《【银河公用环保】行业深度_公用事业_坚定市场化方向，建立统一大市场》 分析师：陶贻功、梁悠南 评级标准： 评级标准为报告发布日后的6到12个月行业指数（或公司股价）相对市场表现，其中：A股市场以沪深300指数为基准，新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）为基准，北交所市场以北证50指数为基准，香港市场以恒生指数为基准。 行业评级 推荐：相对基准指数涨幅10%以上。 中性：相对基准指数涨幅在-5%～10%之间。 回避：相对基准指数跌幅5%以上。 公司评级 推荐：相对基准指数涨幅20%以上。 谨慎推荐：相对基准指数涨幅在5%～20%之间。 中性：相对基准指数涨幅在-5%～5%之间。 回避：相对基准指数跌幅5%以上。 法律申明： 本公众订阅号为中国银河证券股份有限公司（以下简称“银河证券”）研究院依法设立、运营的三个研究官方订阅号之一（其他为“中国银河证券研究”“中国银河宏观”）。其他机构或个人在微信平台以中国银河证券股份有限公司研究院名义注册的，或含有“银河研究”，或含有与银河研究品牌名称等相关信息的其他订阅号均不是银河研究官方订阅号。 本订阅号不是银河证券研究报告的发布平台，本订阅号所载内容均来自于银河证券研究院已正式发布的研究报告，本订阅号所摘录的研究报告内容经相关流程及微信信息发布审核等环节后在本订阅号内转载，本订阅号不承诺在第一时间转载相关内容，如需了解详细、完整的证券研究信息，请参见银河证券研究院发布的完整报告，任何研究观点以银河证券发布的完整报告为准。 本订阅号旨在交流证券研究经验。本订阅号所载的全部内容只提供给订阅人做参考之用，订阅人须自行确认自己具备理解证券研究报告的专业能力，保持自身的独立判断，不应认为本订阅号的内容可以取代自己的独立判断。在任何情况下本订阅号并不构成对订阅人的投资建议，并非作为买卖、认购证券或其它金融工具的邀请或保证，银河证券不对任何人因使用本订阅号发布的任何内容所产生的任何直接或间接损失或与此有关的其他损失承担任何责任，订阅号所提及的任何证券均可能含有重大的风险，订阅人需自行承担依据订阅号发布的任何内容进行投资决策可能产生的一切风险。 本订阅号所载内容仅代表银河证券研究院在相关证券研究报告发布当日的判断，相关的分析结果及预测结论，会根据银河证券研究院后续发布的证券研究报告，在不发出预先通知的情况下做出更改，敬请订阅者密切关注后续研究报告的最新相关结论。 本订阅号所转发的研究报告，均只代表银河证券研究院的观点。本订阅号不保证银河证券其他业务部门或附属机构给出与本微信公众号所发布研报结论不同甚至相反的投资意见，敬请订阅者留意。 《证券期货投资者适当性管理办法》于2017年7月1日起正式实施，通过微信订阅号发布的本图文消息仅面向银河证券客户中的机构专业投资者，请勿对本图文消息进行任何形式的转发。若您并非银河证券客户中的机构专业投资者，为保证服务质量、控制投资风险，请取消关注，请勿订阅、接收或使用本订阅号中的任何信息。 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